中国致密砂岩气藏勘探开发关键工程技术现状与展望

中国致密砂岩气藏具有低孔低渗、裂缝发育、局部超低含水饱和度、高毛管压力、地层压力异常、高损害潜力等工程地质特征。经过10多年持续攻关，已经形成了裂缝性致密砂岩气藏保护屏蔽暂堵技术系列、气体钻井及全过程欠平衡完井保护技术系列，成功试验了CO2泡沫压裂液体系、N2增能压裂液体系和低摩阻高黏度瓜胶有机硼冻胶压裂液大排量套管注入的大型压裂工艺。实践证明，贯彻储集层保护与改造并举的方针，实现全过程储集层保护是致密砂岩气藏及时发现、准确评价和经济开发的重要保证。建议加强致密砂岩岩石物理学基础研究，重视水平井及特殊工艺井的钻井及完井储集层保护配套技术应用，大力提高增产改造技术的适应性，形成针对不同类型致密砂岩气藏的配套技术系列。参42     

塔里木盆地东部英南2气藏天然气散失特征

英南2气藏的盖层是特殊的致密砂岩，天然气来自寒武系-奥陶系，为湿气。文章利用侏罗系砂岩碳酸钙胶结物碳同位素的分析，认为有20％的碳酸钙胶结物与天然气散失有关，致密砂岩盖层的形成也与天然气散失有关，甲烷的优先散失和消耗可以导致天然气偏湿。并利用天然气运聚动平衡模型模拟了英南2气藏天然气的聚集和散失过程，认为英南2气藏是喜山期以来一直处于天然气储量递减的残留气藏。     

应力敏感性致密气藏压裂井动态反演新方法

针对致密砂岩气藏的储层特征及渗流机理,建立并求解了考虑储层应力敏感性和裂缝导流能力的致密砂岩气藏压裂井不稳定渗流数学模型,进一步开发出应力敏感性致密砂岩气藏压裂井产能递减典型曲线图版,利用图版拟合可以求取致密砂岩气藏应力敏感储层参数及压裂工艺参数,形成一套快速有效的致密砂岩气藏压裂井动态反演技术及动态产能确定方法。通过苏里格气藏压裂井实例分析,验证了该应力敏感性致密砂岩气藏压裂井动态反演技术方法的可靠性,有助于致密砂岩气藏的高效开发。     

临兴区块致密砂岩气藏裸眼水平井分段压裂技术

临兴区块致密砂岩气储层裸眼水平井分段压裂过程中,存在压裂施工参数不易确定,投球时机把握不准,压裂液低温破胶难,返排效率低,压后大量产水等问题.在分析气藏特点和借鉴多级压裂经验的基础上,通过油藏数值模拟、压裂模拟优化,将裸眼水平段分成6～12段进行压裂,加砂排量4 m3/min,平均砂比19％ ～23％;优化投球程序,保...     

XP-9801原油基压裂液室内实验研究

油基压裂液具有对地层伤害小、摩阻小、返排快、造缝能力强、携砂量大、适用油层温度范围广等特点,倍受国内外关注。该文介绍了ＸＰ－９８０１油基压裂液的组成,对压裂液的耐温性能、耐温抗剪切性能、流变性能、摩阻性能、滤失性能以及破胶性能进行了研究。当剪切速率为１７０ｓ－１,ＸＰ－９８０１有机磷酸酯增稠剂的浓度为２．０％时,配制的原油基压裂液耐温高于１１０℃;当温度在３０～１１０℃范围内时,以剪切速率１７０ｓ－１剪切６０ｍｉｎ,其最大粘度为３２８．４ｍＰａｓ;原油基压裂液在１１０℃时的造壁滤失系数一般小于５×１０－４／ｍｉｎ１／２,并且随着增稠剂浓度的增大而变小;通过调节破胶剂浓度可控制冻胶体系破胶时间,当破胶剂浓度为２２％～３５％时,冻胶体系破胶时间为６～１２ｈ,其粘度下降到与基液粘度相当的水平。研究表明ＸＰ－９８０１原油基压裂液具有适用温度范围广和性能稳定等优点,适用于对地层温度较高的低渗透油田进行压裂改造。     

致密砂岩气藏的类型和勘探前景

在总结前人研究基础上,对比分析了2种不同类型致密砂岩气藏的成藏条件及成藏特征：原生型深盆气藏,如加拿大阿尔伯达盆地、美国西部盆地及我国鄂尔多斯盆地的致密砂岩气藏改造型致密砂岩气藏,如我国四川盆地西部中生界致密碎屑岩气藏。通过实例分析,指出了致密砂岩气藏研究方面存在的问题及勘探前景。     

大牛地致密气藏超低浓度瓜胶压裂液体系的开发与评价

大牛地气田为低孔致密气藏,压裂改造是提高单井产量的有效措施。为了满足大牛地气田绿色建设的需求,需要降低储层伤害、经济高效的压裂液体系。文章开发并评价适合于低孔致密气藏的超低浓度瓜胶压裂液体系,其优势是应用自主研制的超强延迟交联剂,降低羟丙基瓜胶用量到0. 25%～0. 30%,较常规0. 45%羟丙基瓜胶用量降低了30%～44%。该超低浓度瓜胶压裂液体系的交联时间35～45 s; 90℃,170 s-1连续剪切120 min,黏度100 m Pa·s以上,耐温耐剪切性能良好; 38%砂比条件下的静态悬砂能力强;采用APS和FANTA生物酶破胶剂复合技术,破胶时间从120～240 min可控,破胶液黏度3 m Pa·s,破胶残渣量200 mg/L,易返排,储层伤害小。超低浓度瓜胶压裂液体系降低生产成本,满足大牛地低孔致密气藏现场施工的需要,应用价值和推广潜力巨大,具有较好的发展前景。     

吐哈盆地胜北洼陷致密砂岩气勘探潜力与方向

综合研究认为胜北洼陷侏罗系水西沟群具备形成大面积致密砂岩气藏的成藏条件,即有利于形成致密砂岩气藏的构造条件,气源条件,低孔、低渗储层物性特征及良好的圈闭保存条件。解剖北部山前带和丘东洼陷南斜坡已知致密砂岩气藏,对比表明胜北洼陷致密砂岩气藏具有以下特点:①煤系地层长期大量生排烃为形成致密砂岩气藏提供了充足的气源,②烃源岩与储集层呈互层紧密接触有利于气源内致密砂岩成藏,③气层具有含水率偏高、低压异常特点。储层非均质性、致密性和良好的封闭条件是影响该区致密砂岩气成藏的地质因素。胜北洼陷南部斜坡区及洼陷中央隆起,源岩与储集层配置条件优越,是寻找致密砂岩气藏的有利区域。     

纤维素压裂液在苏里格气田的应用

针对苏里格气田统３３ 区块致密砂岩气藏的特点,开展了新型纤维素清洁压裂液体系研究。研制纤维素改性技术和特效交联剂,解决了以往纤维素压裂液体系的稠化剂溶解慢、交联冻胶耐温能力有限和破胶降解难的问题,形成了适合该区块的低成本低伤害压裂液体系。实验表明,该体系具有良好的耐温耐剪切性能、防膨性能和助排性能,破胶快速彻底、无残渣,岩心伤害率仅为１３. ２％。２０１３ 年在苏里格气田统３３ 区块现场应用４ 口井, 施工成功率达１００％,破胶液返排速度快,最终返排率高,试气无阻流量均值约为低浓度压裂液井试气无阻流量均值的２ ８ 倍,为致密气藏低伤害高效改造提供了一条有效途径。     

文北─户部寨气田的发现及意义

文北－户部寨气田是东濮凹陷继文留气田后新发现的煤成气田。其构造背景为凹陷内二级断层形成的中央地垒；盖层为下第三系沙河街组沙三~４亚段盐岩，厚４００～５００ｍ，分布范围数百平方公里；气源岩为石炭－二叠系焕岩，煤层及碳质泥岩累厚逾百米，煤化程度为焦煤阶段，气源条件较好；储层为沙河街组非常规致密砂岩和中生界的孔隙－裂缝型致密砂岩，前者为深湖－半深湖相夹湖底扇、滑塌浊积的灰色粉、细砂岩和滨湖相的紫红、褐色粉砂岩，厚２５０～１３０ｍ，岩心孔隙度８％～１０％，渗透率小于０．５×１０~（－３）μｍ~２，后者为河流相紫红色泥岩与粉、细砂岩，厚约３００ｍ，全区分布较稳定。由于该气田储层的致密特征，故在开发中采取了一系列保护和改造含气层的措施，最主要的是应用了压裂改造气层的技术。文北—户部寨气田的发现，为该区勘探和开发低渗致密砂岩气藏提供了成功的经验，扩大了该区的含气面积，发现了中生界新的含气层位，增强了开采东濮凹陷深层致密砂岩天然气的信心。     

HZY4机动车辆制动液行车试验

行车试验结果表明,长城牌HZY4机动车辆制动液可以完全满足长安CV8汽车的使用要求,换油周期可以达到40 000 km.     

高沸点HZY4机动车辆制动液的研制

以三乙二醇甲醚硼酸酯、三乙二醇丁醚硼酸酯、三乙二醇丁醚为原料,选择BA-T型防腐防锈复合剂以及二乙醇胺作为pH值调节剂制备了一种高沸点型HZY4制动液.测试结果表明:该制动液平衡回流沸点为281℃,湿平衡回流沸点为196℃,p H值为7.5,其他指标均符合GB 12981—2012《机动车辆制动液》各项指标要求.     

缝内破胶压裂液的研究及应用

在水基聚合物压裂液加砂压裂施工过程中,往往需要添加破胶剂来满足压裂液的顺利破胶返排。目前使用较多的破胶技术是过硫酸盐、胶囊破胶剂结合的楔形追加破胶技术,但仍然存在压裂液的残胶伤害。为此,开展了新型破胶技术的室内研究,成功地研究出能使压裂液彻底破胶的破胶剂组合技术——缝内破胶技术。采用缝内破胶技术的压裂液（缝内破胶压裂液）和常规压裂液比较,缝内破胶压裂液破胶残液最大分子量是常规压裂液的1／8～1／6,岩芯渗透率伤害率降低了30％～40％。在四川GA区块的B井区进行了5井次缝内破胶压裂液和5井次常规破胶压裂液现场应用试验。试验结果表明,缝内破胶压裂液平均返排率比常规高10％左右,平均单井增加天然气测试产量是常规压裂液的1～2倍。     

高含硫气田废水回注黄龙3井数据传输方案

压裂液加重是解决高温深井酸化压裂施工压力高、压开难度大的重要手段之一,实验优化形成了能够满足不同加重要求的加重压裂液配方,并对其性能进行了系统的室内评价。结果表明,研制的加重压裂液溶胀性能良好,压裂液密度与盐含量呈线性关系,压裂液密度最高可达1.43g/cm3;随着盐含量增加,压裂液冻胶黏度将大幅下降,稳定性也随之降低,但通过增加交联剂用量可提高加重压裂液在高温下的稳定性;其延迟交联性能能够较好地降低施工管路摩阻,4.0m3/min排量下降阻率达39.9%;在高温(>90℃)环境下能实现快速破胶,破胶液表面张力低(28mN/m);支撑裂缝导流能力伤害率为7%～21%。结合现场一口井对加重压裂液密度优化思路进行了详细的阐述。     

压裂液对宝浪低孔低渗储层伤害因素的研究

实验考察了压裂液对岩心膨胀及润湿吸附性的影响、压裂液浸泡对岩心的影响、压裂液矿化度和pH值以及压裂液破胶液粘度对储层伤害率的影响,结果表明,造成储层伤害的主要因素为：储层毛管阻力高,对水的润湿吸附严重,造成水锁伤害;压裂液在储层滞留时间长,岩心浸泡后粘土微粒运移对孔道伤害;压裂液破胶不彻底,当压裂液的破胶液粘度大于7 mPa·s时会造成储层的渗透率明显降低。不适当的压裂液矿化度和pH值也会对储层造成较大伤害,则压裂液KCl加量应大于2%,压裂液的破胶液和滤液pH值应小于11。     

粘弹性清洁压裂液的作用机理和现场应用

常规水基压裂液破胶后具有较高的残渣量,对支撑裂缝伤害较大,在一定程度上影响了油气田的产量.研究开发出了新型的VES清洁压裂液体系,它是由VES粘弹性表面活性剂和水或盐水组成.该压裂液集粘弹性、抗剪切性、自动破胶性于一体.通过分析VES清洁压裂液的粘弹性形成机理、抗剪切机理、携砂机理、破胶机理、滤失机理、伤害机理,表明粘弹性清洁压裂液具有独特的分子结构和独特的流变性能,它具有配制简便,使用添加剂种类少,不存在残渣,对储层伤害小等特点.现场实验表明,清洁压裂液具有破胶性能,施工摩阻低,携砂能力强,可有效地控制缝高.与使用水基压裂液的邻井相比,粘弹性清洁压裂液压裂施工后增产效果明显.     

临兴区块致密气储层压裂损害影响因素

为明确临兴区块致密气储层压裂损害影响因素,以储层岩心渗透率损害率为评价指标开展室内实验,分析储层敏感性、水锁效应、胍胶压裂液破胶残液和残渣含量对储层的损害程度.结果表明:储层具有中等偏弱水敏,弱—中等偏弱程度酸敏和碱敏;储层水锁指数为85％～100％,损害程度为强—极强;当使用单一过硫酸铵作为破胶剂,温度低于30℃时破...     

延川地区浅井超低温压裂液的研究与应用

介绍了低于２０℃的超低温压裂液体系的添加剂优选及其配方,并对其耐温耐剪切、破胶时间、岩心伤害等性能进行了室内评价。室内试验和现场应用表明,该压裂液体系具有成本低、配制方便、快速破胶返排的优点,且增产效果明显,值得推广应用。     

低浓度压裂液体系在长庆致密油藏的研究与应用

根据长庆致密油藏低孔、低渗、低可动流体饱和度的特点,研制了稠化剂浓度为 0.15%~0.2%的低浓度压裂液体系（LCG）。该体系具有良好的耐温耐剪切性能、流变性能和破乳性能,破胶快速彻底。岩心损害率为 25.1%,压裂液残渣含量仅为 156 mg/L,不足以往使用压裂液的三分之一,降低了压裂液残渣对裂缝导流能力的损害。现场应用 7口井,投产 3个月后的产量和比采油指数分别为对比井的 1.59倍和 1.93倍,为致密油藏高效改造提供了一条有效途径。     

胜利油田压裂工艺技术研究与展望

介绍了胜利油田90年代初所研究应用的压裂工艺新技术。在压裂液方面包括:应用于低温地层的破胶系统;应用于高温地层的有机硼酸盐交联系统;延缓释放的压裂液破胶系统;应用于水敏地层的柴油基压裂液等、在施工工艺方面包括:压裂化化设计技术;压裂施工监测技术;裂缝缝高控制技术;薄油层改造技术等。根据90年代初国外压裂技术的发展情况,介绍了端部脱砂技术及重复压裂技术。